| Номер в госреестре | 84948-22 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "АИИС-КТЭЦ" |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "Прософт-Системы" (ООО "Прософт-Системы"), г. Екатеринбург |
| Год регистрации | 2022 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «АИИС-КТЭЦ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), приемник временной синхронизации (ПВС), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя серверное оборудование (сервер опроса и сервер базы данных (далее - сервер)), программный комплекс (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, накопление и хранение полученных данных, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, ПВС. ПВС обеспечивают передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов УСПД с ПВС осуществляется в автоматическом режиме по протоколу NTP с периодом не более 5 мин. Корректировка часов УСПД производится при расхождении более ±0,1 с.
Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД осуществляется 1 раз в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД выполняется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении не менее ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД, сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «АИИС-КТЭЦ».
В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты
данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Эне | а» р е ф с о г р |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид элек- триче- ской энер гии | Метрологические характеристики ИК | |||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | ПВС | Границы допускаемой основной от-носитель-ной погрешности (±5), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 1 | Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 1, ввод 10 кВ ТГ-4 | ТПШФ Кл.т. 0,5 5000/5 Рег. № 519-50 Фазы: А; В; С | НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 | NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 | HP ProLiant DL380 Gen7 HP ProLiant DL360 Gen9 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 2 | Курганская ТЭЦ, ТГ-5 10 кВ | ТПШФ Кл.т. 0,5 5000/5 Рег. № 519-50 Фазы: А; В; С | НТМИ-10 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 51199-12 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4, 8 | |||
| 3 | Курганская ТЭЦ, ТГ-6 10 кВ | ТШВ15 Кл.т. 0,5 8000/5 Рег. № 1836-63 Фазы: А; В; С | ЗНОМ-15-63 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 1593-70 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 4 | Курганская ТЭЦ, ТГ-7 10 кВ | ТШЛ20Б-1 Кл.т. 0,2 8000/5 Рег. № 4016-74 Фазы: А; В; С | ЗНОМ-15-63 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 1593-70 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 | NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 | HP ProLiant DL380 Gen7 HP ProLiant DL360 Gen9 | Ак тивная Реак тивная | 0,9 1,6 | 1,6 4, 8 |
| 5 | Курганская ТЭЦ, ТГ-8 10 кВ | ТШВ15 Кл.т. 0,2 8000/5 Рег. № 5718-76 Фазы: А; В; С | ЗН0Л.06 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-72 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Ак тивная Реак тивная | 0,9 1,6 | 1,6 4, 8 | |||
| 6 | Курганская ТЭЦ, ТГ-9 10 кВ | ТШВ15Б Кл.т. 0,2 8000/5 Рег. № 5719-76 Фазы: А; В; С | ЗН0Л.06 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-72 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Ак тивная Реак тивная | 0,9 1,6 | 1,6 4, 8 | |||
| 7 | Курганская ТЭЦ, ввод 10 кВ ТСН-1 ТГ-6 | ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А; В; С | ЗНОМ-15-63 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 1593-70 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 | |||
| 8 | Курганская ТЭЦ, ввод 10 кВ ТСН-2 ТГ-6 | ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А; В; С | ЗНОМ-15-63 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 1593-70 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 | |||
| 9 | Курганская ТЭЦ, ввод 10 кВ ТСН-3 ТГ-7 | ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А; В; С | ЗНОМ-15-63 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 1593-70 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| ТПШЛ-10 | ЗН0Л.06 | Ак- | ||||||||
| 10 | Курганская ТЭЦ, ввод 10 кВ ТСН-4 | Кл.т. 0,5 2000/5 | Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | тивная | 1,1 | 3,0 | |||
| ТГ-8 | Рег. № 1423-60 Фазы: А; В; С | Рег. № 3344-72 Фазы: А; В; С | Рег. № 36697-08 | Реак тивная | 2,3 | 4, 8 | ||||
| ТПШЛ-10 | ЗН0Л.06 | Ак- | ||||||||
| 11 | Курганская ТЭЦ, ввод 10 кВ ТСН-5 | Кл.т. 0,5 2000/5 | Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | тивная | 1,1 | 3,0 | |||
| ТГ-9 | Рег. № 1423-60 Фазы: А; В; С | Рег. № 3344-72 Фазы: А; В; С | Рег. № 36697-08 | Реак тивная | 2,3 | 4, 8 | ||||
| 12 | Курганская ТЭЦ, ввод 110 кВ РТСН | ТФНД-110М Кл.т. 0,5 600/5 | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/ 100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 | HP ProLiant DL380 Gen7 | Ак тивная | 1,1 | 3,0 | |
| № 1 | Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С | Рег. № 14205-05 Фазы: А; В; С | Рег. № 36697-08 | ЭКОМ- 3000 | Реак тивная | 2,3 | 4, 8 | |||
| ТФНД-110М-П | НКФ-110-57 У1 | Рег. № | HP ProLiant DL360 Gen9 | Ак- | ||||||
| 13 | Курганская ТЭЦ, ввод 110 кВ РТСН № 3 | Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 76445-19 Фазы: А; В; С | Кл.т. 0,5 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | 17049-04 | тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4, 8 | ||
| ТФНД-110 М | НКФ-110-57 У1 | Ак- | ||||||||
| 14 | Курганская ТЭЦ, ввод 110 кВ Т-3 | Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А; В; С | Кл.т. 0,5 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 14205-05 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4, 8 | |||
| ТП0Л-10 | НТМИ-10 | Ак- | ||||||||
| 15 | Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 6 | Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С | Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4, 8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 16 | Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 8 | ТПШФ Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 519-50 Фазы: А; С | НТМИ-10-66 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 | NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 | HP ProLiant DL380 Gen7 HP ProLiant DL360 Gen9 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4, 8 |
| 17 | Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 11 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2473-05 Фазы: А; С | НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 | |||
| 18 | Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 16 | ТПШФ Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 519-50 Фазы: А; С | НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4, 8 | |||
| 19 | Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 18 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 7069-79 Фазы: В; С | НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4, 8 | |||
| 20 | Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 26 | ТПШФ Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 519-50 Фазы: А; С | НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4, 8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 21 | Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 27 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; С | НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 | NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 | HP ProLiant DL380 Gen7 HP ProLiant DL360 Gen9 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 22 | Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 32 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С | НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 | |||
| 23 | Курганская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, яч. 38 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2473-05 Фазы: А; С | НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 | |||
| 24 | Курганская ТЭЦ, ввод 6 кВ Т1 | ТПОФ Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 518-50 Фазы: А; С | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 | |||
| 25 | Курганская ТЭЦ, ввод 6 кВ Т2 | ТПОФ Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 518-50 Фазы: А; С | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 | |||
| 26 | ПС 110 кВ КАВЗ, III с.ш. 10 кВ, яч. 31 | ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С | НТМИ-10-66 У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4, 8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| ТПЛ-10-М | НТМИ-10-66 У3 | Ак- | ||||||||
| ПС 110 кВ КАВЗ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | тивная | 1,1 | 3,0 | ||||
| 27 | III с.ш. 10 кВ, яч. | 400/5 | 10000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||||
| 33 | Рег. № 47958-16 Фазы: А; С | Рег. № 831-69 Фазы: АВС | Рег. № 36697-08 | Реак тивная | 2,3 | 4, 8 | ||||
| ТЛМ-10 | НТМИ-6 | Ак- | ||||||||
| 28 | Курганская ТЭЦ, КРУ-6 кВ, яч. 37 | Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 | |||
| 29 | Курганская ТЭЦ, КРУ-6 кВ, яч. 63 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ- 3000 | NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 | HP ProLiant DL380 Gen7 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 30 | Курганская ТЭЦ, КРУ-6 кВ, яч. 41 | ТПЛ-10У3 Кл.т. 0,5 75/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Рег. № 17049-04 | HP ProLiant DL360 Gen9 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 | |
| ТЛМ-10 | НТМИ-6-66 | Ак- | ||||||||
| Курганская ТЭЦ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 | тивная | 1,1 | 3,0 | ||||
| 31 | КРУ-6 кВ, яч. | 300/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | ||||||
| 1226 | Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | Рег. № 27524-04 | Реак тивная | 2,3 | 4,7 | ||||
| Курганская ТЭЦ, РУ-6 кВ Насосной осветленной воды, яч. 3 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 | Ак тивная | 1,1 | 3,0 | ||||
| 32 | 150/5 Рег. № 2473-69 | 6000/100 Рег. № 16687-13 | Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Реак- | 2,3 | 4,7 | ||||
| Фазы: А; С | Фазы: АВС | тивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 33 | Курганская ТЭЦ, РУ-6 кВ Циркнасосной №1, яч. 11 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | НОМ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 159-49 Фазы: А; С | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 | NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 | HP ProLiant DL380 Gen7 HP ProLiant DL360 Gen9 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 34 | Курганская ТЭЦ, РУ-0,4 кВ Пиковой котельной, п. 20 | Т0П-0,66 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 15174-06 Фазы: А; В; С | — | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | Ак тивная Реак тивная | 0,9 1,9 | 2,9 4,7 | |||
| 35 | Курганская ТЭЦ, РУ-0,4 кВ Пиковой котельной, п. 22 | Т-0,66У3 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 6891-78 Фазы: А; В; С | — | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | Ак тивная Реак тивная | 0,9 1,9 | 2,9 4,7 | |||
| 36 | Курганская ТЭЦ, РУ-0,4 кВ Разгру-зустройства, п. 20» | Т0П-0,66 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С | — | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | Ак тивная Реак тивная | 0,9 1,9 | 2,9 4,7 | |||
| 37 | Курганская ТЭЦ, РУ-0,4 кВ Разгру-зустройства, п. 22 | ТТЭ-А Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 67761-17 Фазы: А; В ТТИ-А Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 28139-12 Фазы: С | — | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | Ак тивная Реак тивная | 0,9 1,9 | 2,9 4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 38 | Курганская ТЭЦ, КРУ-6 кВ, яч. 113 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 380-49 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 | NVS-GNSS-MTA Рег. № 63278-16 | HP ProLiant DL380 Gen7 HP ProLiant DL360 Gen9 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 39 | Курганская ТЭЦ, РУ-6 кВ Насосной осветленной воды, яч. 1 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-13 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 | |||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) | ±5 с | |||||||||
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от ^ом; cos9 = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и ПВС на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 39 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от №ом | от 95 до 105 |
| ток, % от !ном | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| ток, % от !ном | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от -5 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от +5 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 36697-12): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 36697-08): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСПД: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| для ПВС: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 75000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для серверов: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 75000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
для УСПД:
суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для серверов:
45
10
3,5
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика: коррекции времени;
формирование событий по результатам автоматической самодиагностики; отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
перерывы питания с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал УСПД: пропадания напряжения; коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
- журнал сервера:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения; пропадания питания; коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиками; замены счетчика;
события, полученные с уровня ИИК «Журналы событий».
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПШФ | 12 |
| Трансформаторы тока шинные | ТШВ15 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТШЛ20Б-1 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТШВ15Б | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПШЛ-10 | 15 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТФНД-110М | 6 |
| Трансформаторы тока | ТФНД-110М-П | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 5 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 18 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТПОФ | 4 |
| Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока проходные | ТПЛ-10-М | 2 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10У3 | 2 |
| Трансформаторы тока опорные | ТОП-0,66 | 6 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66У3 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТТЭ-А | 2 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-А | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10 У3 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-15-63 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 9 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 У3 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 5 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НОМ-6 | 2 |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 19 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 20 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Приемник временной синхронизации | NVS-GNSS-MTA | 1 |
| Сервер сбора | HP ProLiant DL380 Gen7 | 1 |
| Сервер баз данных | HP ProLiant DL360 Gen9 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 55181848.422222.055.01 ПФ | 1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ «АИИС-КТЭЦ», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «АИИС-КТЭЦ»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
